El fantasma de un apagón o de un racionamiento de energía hacia el final de esta década ha encendido las alarmas del sector eléctrico colombiano. Las proyecciones oficiales muestran que el consumo de luz en los hogares y las industrias no para de crecer.
Sin embargo, los proyectos de energía limpia que deberían atender esa demanda llevan meses, e incluso años, atrapados en un laberinto de papeleo y aprobaciones técnicas. Para evitar que el país se quede a oscuras, el Gobierno Petro acaba de tomar una decisión de choque de carácter regulatorio.
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A través de la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME), se expidió la Resolución 000358 de 2026. Esta nueva normativa establece un procedimiento especial, acelerado y expedito para asignar capacidad de transporte a los proyectos de generación de electricidad que ya tienen obligaciones energéticas firmes y sus licencias ambientales al día.
El objetivo es directo: crear un «carril preferencial» para que estas plantas se conecten más rápido al Sistema Interconectado Nacional (SIN) y asegurar el abastecimiento del país.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) ya había manifestado formalmente que resulta indispensable agilizar la asignación de cupos en las líneas de transmisión.
Este cuello de botella afecta especialmente a los proyectos que ganaron las subastas de cargo por confiabilidad o contratación a largo plazo para el periodo 2029-2030.
“Esta resolución permite darle prioridad a las iniciativas que ya tienen compromisos con el país y viabilidad ambiental, para que la energía limpia llegue más rápido a los hogares, a la industria y a las regiones”, explicó el ministro de Minas y Energía, Edwin Palma.
Las novedades de la nueva resolución del Gobierno Petro
Esta resolución funciona como un filtro que saca de la fila a los proyectos «de papel» y le da paso a los que sí están listos para construir.
Hasta ahora, cualquier empresa podía pedir permiso para conectarse a los cables del país, bloqueando la capacidad de la red aunque no tuviera ni la licencia ambiental aprobada.
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Con la Resolución 000358 de 2026, la UPME dividió el proceso y priorizó a dos grupos específicos:
- Proyectos con Obligaciones (OCS): Plantas de generación que ya ganaron subastas y tienen compromisos vigentes de entrega de energía con el sistema.
- Proyectos con Trámite Ambiental Cumplido (TAC): Proyectos que cuentan con el acto administrativo en firme de su licencia ambiental y todos los permisos otorgados por las autoridades competentes.
La normativa dictaminó reglas de juego muy estrictas para evitar que las solicitudes se queden durmiendo en los escritorios. Por ejemplo, los interesados tienen plazos de apenas cinco a diez días hábiles para radicar su información básica.
Además, los operadores de red o transportadores eléctricos dispondrán de tiempos fijos para emitir sus comentarios técnicos sobre si hay espacio físico en las subestaciones.
El plazo máximo definitivo para que se apruebe o niegue un concepto de conexión será de cinco meses obligatorios contados desde la radicación formal.
Un detalle diferencial y valioso de la resolución es que introduce un castigo severo contra la especulación. Si la UPME evidencia que un promotor presentó información falsa en su solicitud, se dará por desistido el trámite inmediatamente y se reportará el caso para ejecutar la garantía financiera inicial ante el administrador del mercado.
Por otra parte, se incluyó un gran beneficio para los ciudadanos y comercios que generan su propia luz. Los autogeneradores y productores marginales que no inyecten excedentes de energía a las redes del país quedaron completamente liberados de estos trámites. No requerirán autorización de ningún tipo ni tendrán límites de capacidad, por lo que se excluyen de este procedimiento ante la UPME.
Para garantizar que el sistema soporte la llegada masiva de energías renovables (como paneles solares y parques eólicos), la resolución endureció las pruebas eléctricas mediante simulaciones dinámicas.
Las solicitudes ya no se evaluarán bajo un panorama estático; ahora se someterán a un enfoque de doble alcance. Primero, la máxima exigencia operativa, es decir que se simulará la operación simultánea de todas las unidades de generación del país para identificar escenarios conservadores y críticos en las redes de transmisión.
En segundo lugar está la evaluación de robustez operativa. Esto significa que se exigirá el cumplimiento satisfactorio mínimo del 95 % de los escenarios definidos en un horizonte de 10 años, considerando variables como sequías (condiciones hidrológicas) o cambios extremos en el clima.
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Adicionalmente, se medirá el impacto sobre la fortaleza del sistema calculando el indicador SCRIF (Short Circuit Ratio with Inverter Feedback). Esta métrica internacional evalúa la sensibilidad de la tensión y el acoplamiento dinámico entre plantas cercanas basadas en inversores.
Si el factor de interacción entre subestaciones es igual o superior a 0,15, se considerará que están en la zona de influencia y cualquier afectación negativa a los criterios de calidad o seguridad será causal de negación inmediata del proyecto.
Lea la resolución completa haciendo clic en este enlace.
